Une autre étude économique très peu fiable...

Dans ce premier billet de 2016, je traite d'un autre rapport de l'Évaluation Environnementale Stratégique Anticosti. Il porte sur les "Avantages et désavantages concurrentiels de l’exploitation des hydrocarbures au Québec". Au moment d'écrire ce texte, le rapport GECNo5 n'est disponible qu'en anglais sous le titre "AN ASSESSMENT OF THE ECONOMIC AND COMPETITIVE ATTRIBUTES OF OIL AND NATURAL GAS DEVELOPMENT IN QUEBEC" par Canadian Energy Research Institute, un institut de Calgary financé par Natural Resources Canada, Alberta Energy, the Canadian Association of Petroleum Producers et l'University de Calgary (CERI).

Cette étude porte sur les deux bassins géologiques de shale au Québec: l'Utica des Basses-Terres et le shale Macasty à Anticosti, donc les deux hypothétiques gisements d'hydrocarbures qui ne pourraient être exploités que par les techniques non conventionnelles (fracturation). Le rapport du BAPE en décembre 2014 a pourtant réglé la question de l'Utica; il est étrange de voir cette nouvelle étude reprendre à nouveau le dossier économique de l'Utica. Les auteurs précisent que les données utilisées pour refaire cette analyse du gaz de l'Utica sont celles de la cie Talisman "The Utica shale gas profile was provided by Talisman who are currently exploring development of shale gas in Québec" p.71.

Pour Anticosti, le rapport GECNo5 précise que leurs données sont puisées dans l’étude AECNo1&2 pour l’ÉES, celle du « scénario optimisé ». Comme il a été démontré que cette simulation signée Ministère des finances du Québec comporte une erreur de taille qui double en fait les valeurs de pétrole qui serait produit par 4155 puits, le coût de production que le GECNo5 devrait indiquer devrait être le double: $95,50 x 2 =>  $191/bbl. Étrangement il n'est pas fait mention non plus que la simulation du Ministère des Finances est en fait basée elle-même sur des données provenant de l'Ohio.

On a pas fini de voir l’erreur dans la simulation AECNo1&2 reprise sans discussion dans un tas d’autres rapports. À cette erreur dans l'étude source, les auteurs du nouveau rapport en ajoutent beaucoup d'autres. Le rapport GECNo5 semble avoir été rédigé dans une grande précipitation, sans que ses auteurs n'aient pris la précaution d'en réviser le texte.

Pour arriver à leur coût de production, ils retiennent un coût de seulement $5,78 millions/puits + $60000/an en coût d’opération (GECNo5, p.31); ils ne précisent pas d’où est tiré ce coût de construction de puits si bas. C'est d’autant plus étonnant pour Anticosti que deux pages plus loin, ils indiquent un coût par puits de $9,47 millions (p.33) pour l’Utica des Basses-Terres. Un puits foré & fracturé à Anticosti coûterait donc 40% moins cher qu'un puits comparable fait dans les Basses-Terres du St-Laurent?

Autre coût: aux tableaux 3.1 et 3.2 on fixe les redevances provinciales à seulement 10% (the current provincial royalty) . C’est pas mal moins que ce qui est proposé aux tableaux 8.1 et 8.2 de la politique Énergétique 2016-2025 qui va jusqu’à 40%.

Toujours dans le rapport GECNo5, de façon incompréhensible on a écrit «Oil Production Assumptions and Economic Impacts: Assuming that 15 percent of the 43.6 billion barrels in the Macasty is recoverable» (p. 54) ce qui est identique à ce qui est écrit sept pages plus loin comme taux de récupération pour le gaz dans le gisement du shale Utica:  «Also assumed is that 15 percent of the 176.7 Tcf in the Utica is recoverable» p.61.

Comme hypothèse de taux de récupération du gaz dans l’Utica c’est plausible, mais pour le pétrole du shale de Macasty, c’est aberrant ! Prendre 15%, c'est supposer un taux de récupération dix fois plus grand qu'un taux réaliste comparable à ce qui existe dans d'autres gisements de pétrole de shale où la récupération oscille entre 1,2 et 1,8%.

Dernier élément qui se rapporte à l’Utica. Ils utilisent des données de courbe de déclin publiées pour l’Ohio. C'est aussi là une référence qui donne un taux de déclin nettement favorable et pas du tout compatible avec celui obtenu dans d’autres gisements de gaz de schiste où la production de l’an 1 représente 75 à 85% de tout ce que le puits donnera.

J’ai superposé (violet) sur leur figure (page 64 du rapport GECNo5) les seules données pour l’Utica du Québec que j’ai trouvées (celles du puits A275 Talisman-St-Edouard-HZ-No1). Cela donne ceci:

La surface sous la courbe, c’est le volume cumulatif de la production d’un puits; celle sous la courbe rouge (courbe fictive - Ohio) donne un volume plus de cinq fois plus grand que le volume qu'il est possible d'obtenir avec la courbe en violet (cas réel - Québec).  Dans ce dernier cas, j’ai calculé que la production ultime du puits A275 serait de 37Mm³ (~1300Mpc) ce qui rapporterait brut à 3$/1000pc environ la moitié seulement du coût du puits. Talisman a  rayé des livres ses actifs au Québec… parce que cela n’est pas rentable?

Le puits A275 est pourtant présenté par des auteurs (Cheng, Lavoie & Malo, 2014) comme le meilleur des 18 puits fracturés. Une analyse coût/bénéfices du gaz de l'Utica ne devrait pas utiliser en 2015 des données de l'Utica de l'Ohio; il y a eu dix-huit puits fracturés dans l'Utica du Québec entre 2008 et 2010 et ces données sont encore presque toutes confidentielles. Les rares données qui sont publiées laissent entrevoir une situation très différente, sans doute encore bien moins rentable, que celles que les auteurs du rapport GECNo5 s'obstinent à utiliser.

Avec toutes ces prémices plus ou moins douteuses, lesquelles entachent sérieusement la fiabilité du rapport, l'étude GECNo5 donne une conclusion mitigée pour chacun des deux gisements hypothétiques:

Anticosti: "Currently with production costs above $95.50/bbl for oil it is not economic to develop." (p.70)

Utica: "Natural gas production costs at $3.72/mcf means this is a marginal play." (p.71)

Ces deux valeurs sont de plus fausses; une étude rigoureuse de la situation réelle donnerait des coûts bien plus élevés, donc des conclusions plus tranchées et totalement défavorables pour l'exploitation de l'un ou l'autre gisement. Les auteurs du rapport n'ont pas voulu aller aussi loin; au contraire, ils laissent une porte ouverte à l'exploitation éventuelle de ces deux gisements. La conclusion finale donne bien le ton qu'on peut attendre d'auteurs qui proviennent de l'industrie pétrolière:  "In the end, developing the oil and gas production industry in Québec, or anywhere else, is all about price. If producers can make their necessary profit margins under any three of the development scenarios posited in this study, Québec oil development, Québec gas development, or both, will go ahead and the province will see GDP, employment, and taxation impacts as a result". Une question de coût, une question de profit, essentiellement.

Cela rejoint tout à fait le mémoire du Conseil du Patronat qui recommande au gouvernement de fixer un taux de redevance "favorable" pour permettre le démarrage de l'industrie et d'avoir dans la future loi sur les hydrocarbures, le soucis de bien tenir compte de "la cohérence de la réglementation avec ce qui se fait ailleurs, pour être concurrentiel et réussir à intéresser les joueurs clés de l’industrie et les investisseurs" (p.9).

J'ignore combien le gouvernement a payé le CERI pour ce rapport GECNo5.  J'ignore surtout pourquoi on commande à des organismes de l'industrie pétrolière des rapports de ce type. Les erreurs et les surestimations des retombées positives que colportent tous ces divers acteurs de l'industrie se répercutent d'un rapport à l'autre. Ces mêmes erreurs se retrouveront peut-être, on peut le craindre*, dans les conclusions de deux prochains rapports qui restent encore à être publiés:

- ATVS02: Analyse avantages-coûts (AAC) d’un éventuel développement des hydrocarbures à Anticosti. Gouvernement du Québec

- Rapport final de l'ÉES Anticosti. Comité des huit membres des ÉES, Gouvernement du Québec

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Ce texte a été également envoyé à l'Évaluation Environnementale Stratégique et y est affiché dans la liste des mémoires sous le titre:
          Les études économiques sur l’hypothétique gisement Macasty - - Durand, Marc

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Un ajout en date du 6 février 2016.

Voici ce qui s'apparente à de la fraude scientifique; le mot peut paraître fort, mais il est justifié car le rapport tente au maximum de trouver des données s'approchant d'une rentabilité fictive. À la page 57 du rapport GECNo5 en anglais on trouve cette figure intitulée "Courbes de production et de déclin, shale Macasty":

Dans la version française la figure est à la page 58 et a un titre un peu distinct: "Courbe de baisse de production, shale de Macasty". En français ou en anglais, cette figure constitue une désinformation, une quasi fraude, car il n'existe nulle part une courbe de production dans le Macasty pour la simple et bonne raison qu'il n'y a pas encore de puits équipé pour le pompage du pétrole dans ce shale Macasty. 

C'est donc un diagramme fabriqué de toutes pièces (ça fait pas sérieux pour le CERI); et tant qu'à fabriquer une courbe, les auteurs lui ont donné des caractéristiques fort inusitées: en 12 mois, par rapport au débit initial la production ne chute que de 47% (95 -> 55 ). Dans la courbe rouge (Macasty théorique) de la figure ci-dessus, ce n'est qu'après >25 ans que le débit chute à 10% de la valeur initiale. Dans le cas de gisements réels (figure ci-dessous), c'est en deux ans seulement que le débit se réduit à 10%.

réf.  https://uu.diva-portal.org/smash/get/diva2:762320/FULLTEXT01.pdf

Ce qui reste comme débit (en rouge ci-dessous) après 12 mois, 24 mois et après 60 mois:
Déclin   choisi par l'étude GECNo5        Étude Université Uppsala            Nb de mois
                 47%    (53%)                          75,2  à  82,5%    (25 -17%)                  12
                 62%    (38%)                          86,6  à  91,3%    (14 - 9%)                   24
                 81%    (19%)                           96    à  99%        (4 - 1%)                    60

Les études économiques AECNo1&2 et GECNo5 se basent sur une productivité (théorique) de 25 ans, alors que dans la réalité des gisements non conventionnels dans les shales, la productivité commerciale devient négligeable après la cinquième année. Il y a dans l'étude GECNo5 une énorme surestimation de la production d'un puits-type.
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* En effet le rapport final de l'ÉES reprend telle quelles les données erronées de l'étude du Ministère des Finances.

billet de décembre 2015 - Jusqu'où s'enfoncera-t-on dans un fiasco annoncé.

Jusqu'où ira-t-on au gouvernement avec les fonds publics dépensés à Anticosti? 

Pour ce billet de décembre, je reviens sur la même question que pour mon billet précédent: les conséquences de présenter une étude économique qui compte en double les hydrocarbures potentiellement en place dans le shale Macasty. Doubler en raison d'une erreur méthodologique les quantités de pétrole et de gaz en place surestime par un facteur deux les revenus bruts que présente la simulation. J'ai exposé la nature de cette erreur dans mon 2^e mémoire déposé à l'ÉES et j'ai de plus rédigé une petite analogie pour illustrer l'origine et la nature de l'erreur.

Ce doublement erroné des ressources en place permet de simuler une rentabilité, car il double aussi les revenus bruts des hydrocarbures potentiellement extraits sur 75 ans. En corrigeant l'erreur, les revenus bruts tombent à la moitié et ils deviennent insuffisants pour compenser pour les coûts (dépenses de forage, infrastructures, fracturation, couts d'opération, etc.) dans la simulation.

L'APGQ a réagi à cette dénonciation en disant que " le travail du gouvernement a été fait selon les règles". Le gouvernement, en l'occurrence les sous-ministres qui siègent à l'ÉES-Anticosti ont choisi de confier les deux études du chantier Économie à l'interne (i.e. aux fonctionnaires du gouvernement). Les auteurs ont présenté un rapport unique qui regroupe les deux études.

Ce n'est certes pas dans les règles de choisir un seul point de vue, qui de plus est celui d'un acteur actionnaire majoritaire dans le consortium Hydrocarbures Anticosti S.E.C. Une étude externe neutre aurait été autrement plus crédible. De plus, voir le ministère des finances du Québec (MFQ) signer le seul rapport d'évaluation d'un gisement d'hydrocarbures, paraît plus "incongru" que "dans les règles".
Quand en plus les auteurs restent anonymes, sans qu'on y trouve ni les noms, ni les champs de compétence, ce n'est absolument pas dans les règles. Les rapports scientifiques, les rapports d'ingénierie, les rapports d'évaluation de gisements, comme dans le cas du rapport Sproule portent

Figure 1  Les auteurs du rapport Sproule 2011

tous les signatures et les descriptions des champs de compétence (fig.1) de ceux qui les rédigent. Et dans les cas très rares où on leur signaleraient que leur méthodologie comportent une erreur grossière, les auteurs ne restent pas dans l'anonymat et acceptent d'en débattre. Ce n'est pas ce qui se produit en ce moment avec l'étude gouvernementale. Les fonctionnaires impliqués restent dans l'anonymat et on envoie simplement un porte-parole qui nie l'erreur, sans en débattre.

C'est le même cercle restreint de personnes au gouvernement qui contrôlent actuellement le déroulement des études ÉES, les mêmes ministères MERN, MDDELCC et MFQ qui ont rédigé les documents préparatoires pleins de lacunes, le rapport AECNo1&No2 qui comporte une erreur méthodologique,  qui vont aussi rédiger le rapport ATVS02 Analyse avantages coûts d'un éventuel développement des hydrocarbures à Anticosti (Disponible sous peu).

Ce qui est à craindre est que les promoteurs tirent des résultats des campagnes de 2015 des éléments impossibles à contre vérifier. Ils les interpréteront à huis clos, peut-être à l'avantage de la poursuite de la phase 2 prévue à l'été 2016. Je dis impossible à vérifier de façon indépendante, car l'introduction d'une nouvelle définition légale des forages d'Anticosti, maintenant désignés comme "sondages stratigraphiques" les soustrait à l'obligation légale de divulgation des données de forages.

Du temps où les forages s'appelaient encore des forages, les rapports des forages devenaient publics trois ans après la réalisation des travaux. Pour les puits avec fracturation hydraulique, la situation est pire: les rapports de complétion (entendez "fracturation") n'ont pas de dépôt obligatoire. On a jamais* accès à ces données, sauf si l'exploitant choisit lui-même de les divulguer, ce qui n'est jamais arrivé.  Dix huit puits ont eu des travaux de complétion (fracturés) dans le shale d'Utica entre 2007 et 2010 et jamais aucun des document de fracturation n'a été divulgué. Pire, même après une ÉES Gaz de schiste suivi d'un BAPE spécifique sur le même sujet, aucune de ces deux commissions n'a obtenu et divulgué les détails de ces travaux de fracturation du roc. Une des onze commissaires à l'ÉES Gaz de schiste avait pourtant elle-même les données de ces rapports de travaux de complétion des puits de sa firme Talisman Energy. Avec son double chapeau, à la fois géologue employée de Talisman et présentée comme experte indépendante pour l'ÉES Gaz de schiste, elle s'est bien gardée d'inclure cette analyse parmi celles que le comité a commandées.

À Anticosti, on a un arrêté ministériel + des dispositions réglementaires qui rendent maintenant totalement opaques toutes les données de forage. Les fonctionnaires du gouvernement en tireront ce que leur bon vouloir leur dira. Le lobby pétrolier veille au grain et les obstacles mis en travers de la route de ceux qui cherchent à scruter d'un oeil différent ces données, empêchent toute transparence. On devra se contenter de ce que contiendront les rapports maison produits par les MERN et MDDELCC.

On s'arrêtera peut-être là si des résultats très décevants apparaissent trop manifestes avec les trois puits prévus avec fracturation à l'été 2016. Mais cela peut aussi être autrement; on pourra peut-être avoir ciblé un "sweet spot", i.e. un endroit dans le shale où des conditions exceptionnellement favorables sont réunies. Ces "sweet spots" existent dans bien des gisements, mais ne sont absolument pas représentatifs de la production moyenne. Extrapoler à partir de cela serait absolument catastrophique.

Figure 2  Carte d'Anticosti avec la délimitation du scénario PLUS; le secteur initial pour 30 puits.

Les scénarios de mai dernier indiquaient que pour la suite des forages à Anticosti, on commencera avec trente puits (trois plateformes de dix puits) dans le secteur de la rivière Jupiter (fig.2 ci-dessus). Il est à prévoir que le coût des trente premiers puits d'exploitation sera entre 10M$ et 15M$, certainement plus près de quinze que de dix. Le gouvernement devra débourser 35% de ces coûts si il veut suivre avec sa participation dans le consortium Hydrocarbures Anticosti. On aura donc entre 100M$ et 150M$ comme participation additionnelle en deniers publics simplement pour les puits de l'an 1.  Là s'arrêtera l'aventure, quand on constatera que la production n'est pas au rendez-vous. Selon le prix du baril en 2020, les trente puits ne donneront en valeur de production brute que le tiers ou la moitié des dépenses. Avec une production largement déficitaire, tout s'arrêtera là, non sans avoir laissé entre temps beaucoup de dégâts sur le terrain.

À moins que l'on s'entête, en gardant les données secrètes, pour aller jusqu'à l'an deux de la production; les scénarios prévoient pour cette deuxième année (2021?) soixante autres puits (six plateformes). Le coûts de construction de ce total de 90 puits dépassera le milliard et ce sera une pure perte. Sans parler évidemment du coût énorme (>10 milliards) pour la mise en place des infrastructures requises pour l'extraction, le traitement et le transport du gaz associé.

Ce beau gâchis résulte d'un manque flagrant d'analyse objective et indépendante au gouvernement, une vision trop étroitement partagée avec d'anciens fonctionnaires passés des ministères ---> vers des compagnies juniors, qui ont bien évidemment un intérêt à court terme de voir bonifier leurs titres d'exploration. On a grandement restreint du processus gouvernemental les possibilités d'y voir exprimé des opinions divergentes. Les ministres qui se sont succédé au dossier ont été eux-mêmes très enclins à écouter le chant des sirènes des promoteurs du projet pétrolier, repris dans les rapports internes et les belles promesses de création d'emploi.

Jusqu'où iront les dommages, les dommages aux finances publiques et les dommages environnementaux. Si on poursuit jusqu'à l'an deux, c'est quatre-vingt-dix puits fracturés à gérer pour la suite des temps. En tant que puits fracturés et abandonnés, ils auront un coût énorme rivé de façon permanente au budget du Québec. Espérons que ce projet insensé s'arrêtera bien avant; pourquoi pas dès maintenant?

L'erreur de doublement des ressources en place a permis de dégager une rentabilité hypothétique dans une simulation du scénario optimisé. Toute erreur (dans ce cas-ci elle se chiffre en plusieurs dizaines de milliards de dollars d'hydrocarbures) peut être initialement présumée involontaire. Mais quand elle est signalée, les responsables ne peuvent plus se contenter de l'ignorer, de la nier, de tenter de discréditer ceux qui la dénoncent. Si l'ÉES et le gouvernement persistent dans cette voie, alors l'erreur n'est plus une simple erreur: elle devient une tromperie délibérée. Si c'est le cas, alors cela confirmerait que ce doublement des ressources était indispensable dans la simulation pour arriver à un bilan final positif. On "tripote" des gros chiffres ici; certainement un record absolu et inédit au gouvernement.

Addendum du 6 juin 2016: L'ÉES et le gouvernement ont persisté dans la voie indiqué au paragraphe précédent : le rapport final reprend telles quelles les valeurs erronées du bilan établi dans le rapport AECNo1&2 d'octobre 2015.




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*J'ai expressément demandé ces rapports qui datent de la période 2007-2010. Le MERN m'a répondu que ces rapports restaient confidentiels en raison de l'article 14 de la Loi sur l'accès aux documents des organismes publics et sur la protection des renseignements personnels. Peut-on rappeler que les renseignements personnels dont il est question ici se rapportent à la fracturation irréversible du substratum rocheux qui est propriété absolue de l'État.

L'erreur facteur DEUX dans l'étude ÉES: Analogie pour comprendre ce sujet complexe.

Calcul exact:
1- Dans un pays de 43 millions d’habitants des généraux préparent un modèle de mobilisation de soldats pour un état de guerre théorique.

2- Ils retiennent que la mobilisation se fera seulement dans une province qui constitue 23% du pays. Il y a en gros 9,9 millions d’habitants dans cette portion du pays.

3- Ils estiment qu’avec leurs critères ils pourraient mobiliser 5,9% des femmes et 20,4% des hommes sur le territoire retenu.

4- Évidemment on calcule d’abord combien d’hommes et de femmes il y a sur le territoire. En supposant 50% hommes et 50% femmes, c’est 4,950,000 personnes de chaque sexe.

5 – Le calcul donne 9,9 millions/2 x 5,9%        =>  292 000 recrutées (femmes)

        et            9,9 millions/2 x 20,4%           => 1 009 800 recrutés (hommes)

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Calcul inexact :

Le bug dans le calcul de l’étude de l’ÉES à Anticosti, c’est d’avoir appliqué les taux de récupération sur le total de la population, en omettant l’étape 4, en omettant donc de diviser par deux.

Eux arriveraient à  5,9% x 9,9 millions d’habitants      =>   584 100 recrutées femmes

                            20,4% x 9,9 millions d’habitants   =>  2 029 600 recrutés hommes

C’est le double de ce que le calcul donnait à l'étape 5 ci-dessus, à cause de cette erreur; c'est ça le bug facteur deux.

Par rapport à la population totale du pays les femmes recrutées dans le calcul ÉES (en ERREUR) sont 1,36% de la population totale  et les hommes recrutés sont 4,7% de la population totale, des valeurs que l’ÉES présente ainsi, et qui masquent la surestimation deux fois trop grande.

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En réalité les personnes recrutables sont deux fois moins nombreuses:
         femmes: 292 000/43 000 000 = 0,7%

et les hommes: 1009800/43 000 000 = 2,3%  de la population totale .

Le général qui se présentera au combat en faisant ainsi une erreur de DEUX perdra sans doute la bataille …
Dans le cas présent, c'est l'ÉES qui perd sa crédibilité en ne rectifiant pas promptement cette erreur;  en choisissant plutôt de la nier ou en tentant de la passer sous silence, l'erreur se transformerait alors en tromperie délibérée.

N.B. toutes les valeurs dans l'analogie sont celles de l'étude Économie de l'ÉES:

-  barils de pétrole => femmes recrutées    -  barils équivalents des hydrocarbures en gaz => hommes recrutés,

avec la seule nuance que les valeurs en milliards sont données en millions dans l'analogie. Les valeurs en % elles sont toutes rigoureusement identiques.