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Dans un article publié en mars 2011 Robert Howarth (Robert W. Howarth, Renee Santoro, Anthony Ingraffea (2011). Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations, Climatic Change, June 2011, Volume 106, Issue 4, pp 679-690) estimait le taux de fuite moyen entre 3,6 et 7,9%. Ce qui avait fait hurler le secteur gazier. Et pour cause. Le haut de la fourchette du chercheur new-yorkais signifie simplement que le bilan climatique de l’exploitation du gaz de schiste par fracturation hydraulique est plus lourd que la combustion du charbon dans des centrales thermiques. On comprend l’émotion des compagnies gazières.

Résumé

L’étude de leur impact environnemental montre que l’extraction des gaz non conventionnels (communément appelés à tort ‘gaz de schiste’) entraîne généralement une empreinte écologique plus importante que l’exploitation de gaz conventionnel. On relève des risques de contamination des sols et eaux souterraines, l’appauvrissement des ressources en eau, pollution de l’air et pollution sonore, occupation des terres, perturbation de la biodiversité et impacts liés à la circulation. Le bilan climatique des gaz de schistes est catastrophique. Selon des estimations de plus en plus convergentes, le bilan climatique est comparable à celui du charbon, soit ce qui se fait de pire en matière d’émissions de gaz à effet de serre.

En matière de prix, rien n’indique que l’exploitation de gaz de schistes en Europe puisse avoir des répercussions positives car les marchés du gaz européens sont très différents des marchés américains. De plus, cela signifierait un report des investissements plus rentables et plus durables en matière d’efficacité énergétique.

La position des industriels utilisant le gaz comme matière première ou comme source d’énergie en tant que gros consommateur est certes relativement menacée en Europe. Ceci est néanmoins probablement temporaire et dépendra de deux facteurs. L’évolution de la disponibilité de la production de gaz de schistes aux Etats-Unis et la politique européenne vis-à-vis de la Russie. En effet, nombreux contrats gaziers ont été conclus avec la Russie avec des prix indexés sur le long terme avec les prix pétroliers. Or, aujourd’hui, les marchés du gaz et du pétrole sont déconnectés. Les Européens paient donc leur gaz trop cher mais sont liés par ces contrats.

Introduction

La transition énergétique qui substitue les énergies renouvelables aux combustibles fossiles est en marche. Le gaz naturel va probablement occuper une place importante dans les décennies à venir pour accompagner cette transition.

Alors que les réserves de gaz naturel conventionnel décroissent (on les estime à 60 ans au rythme de consommation actuel), un certain nombre de pays se tournent de plus en plus vers l’extraction de gaz non conventionnels nichés dans le charbon, les roches-mères (entre autres des formations schisteuses) et des réservoirs particulièrement difficiles à exploiter. Ces réserves non conventionnelles permettraient selon certaines institutions de réévaluer les réserves mondiales de gaz pour assurer un approvisionnement pendant encore 250 ans [1]. Pour certains c’est la promesse d’un nouvel eldorado économique d’autant plus que les gisements sont disséminés dans de nombreux bassins sédimentaires dans le monde notamment aux Etats-Unis et en Europe, de quoi s’affranchir de contextes géopolitiques parfois instables. Rappelons en effet que 4 pays contrôlent aujourd’hui 55% des réserves de gaz naturel conventionnel : Russie, Iran, Qatar et Arabie Saoudite. Pour d’autres – et nous en faisons partie – ce n’est qu’un mirage entretenu par une croyance aveugle au développement technologique.

1. Une exploitation aux conséquences environnementales extrêmement dommageables

Ce nouvel eldorado risque pourtant de devenir une véritable bombe à retardement sur le plan écologique en raison des techniques d’extraction auxquelles qui sont utilisées pour les exploiter.

En effet, à la différence du gaz conventionnel, ces gaz se trouvent répartis de manière diffuse dans différentes couches géologiques. On en distingue trois catégories : les gaz de schistes, les gaz de houille et les gaz de réservoir ultracompacts selon qu’ils sont enfermés dans une roche mère argileuse (schistes), des filons de charbon (houille) ou des réservoirs de très faible perméabilité, difficiles à exploiter (tight gas).

Les progrès techniques permettent aujourd’hui leur exploitation dans des conditions économiques variablement rentables. Deux techniques sont ainsi employées :

  • le forage horizontal à partir d’un puits vertical qui permet de recouper sur de grandes distances (1 à 3 kms) la formation productrice de gaz ;
  • la fracturation hydraulique qui permet de créer des fractures artificielles pour extraire le gaz. Cette fracturation se fait par injection d’eau sous forte pression avec du sable fin et des produits chimiques destinés à empêcher les fractures de se refermer.

Ces techniques ne sont pas sans poser de lourds inconvénients pour l’environnement.

La fracturation hydraulique requiert en premier lieu d’importantes quantités d’eau, plusieurs millions de litres d’eau pour chaque gisement exploité. Elle utilise de nombreux produits chimiques dont on ne connaît d’ailleurs par la liste exhaustive. On trouve notamment des produits gélifiants, des antibactériens, des acides…. Selon le Département de la Protection de l’Environnement en Pennsylvanie [2], c’est un véritable cocktail chimique qui est utilisé par l’industrie avec des composés souvent hautement cancérogènes et toxiques pour les milieux aquatiques. Ont été identifiés entre autres le benzène et ses dérivés, les éthers de glycol, des acides, du formaldéhyde, du toluène, du xylène, du naphtalène, des amides et amines…..

Une partie seulement de l’eau utilisée est récupérée (50à 90 % ?) dans de vastes bassins de récupération et nécessite d’être traitée. Les stations d’épuration urbaines ne savent pas traiter ces effluents.

Avec l’évaporation des émissions de composés organiques volatiles (COV) entrent en contact dans l’air avec les émissions de diesel des camions et des génératrices présentes sur le site produisant de l’ozone troposphérique pouvant se déplacer sur des centaines de kilomètres.

Outre les émissions toxiques dans l’atmosphère liées au torchage (CO2, NOx, particules fines, etc…), l’extraction génère des risques réels d’émissions fugitives de méthane et de fuites de sulfure d’hydrogène, un gaz toxique et explosif.

En outre, les équipements d’extraction du gaz non conventionnel fonctionnent de façon continue et constituent une source importante de bruit sans compter les transports sur route liées à l’activité.

Pierre Gadonneix, président du Conseil mondial de l’Energie et président d’honneur d’EDF reconnaît dans le Monde [3] qu’il ne faut pas se fier trop aux mirages de la technologie et qu’il faut ajouter « le coût écologique pour prévenir le « mitage » des zones de puits, les incertitudes quant aux effets des produits chimiques d’infiltration et in fine, le prix qui sera donné au CO2, sans compter le coût des règles de sureté ».

La Commission européenne a publié en septembre 2012 [4], trois rapports dressant le bilan sanitaire et environnemental, climatique et économique d’une (encore) hypothétique exploitation des gaz non conventionnels en Europe. Verdict : c’est sale, pas sûr, non encadré juridiquement. Et cela ne donnera jamais l’indépendance énergétique au continent.

Pour Connie Hedegaard : « Une coopération renforcée entre les pays européens et un accent sur l’efficacité énergétique seraient plus efficaces pour réduire les prix en Europe que les rêves d’expansion du gaz de schiste à l’américaine » (16 mai 2013) « Même s’ils décident d’exploiter du gaz de schiste, des experts vous diront que l’UE ne réduira pas ses prix au niveau des Etats-Unis ».

Le rapport de la Commission européenne est une longue litanie d’impacts négatifs… Le rapport révèle, entre autres, une consommation d’eau beaucoup plus importante que pour des techniques conventionnelles ; une production de gaz moindre. Il révèle la difficulté de limiter les fuites de produits chimiques et le volume d’eau usée en phase d’exploitation ou encore la difficulté d’assurer l’étanchéité du puits et des équipements durant la mise en service, l’exploitation et par la suite.

Le rapport évoque aussi du défi dans la sélection du site géologique, de la toxicité potentielle des additifs employés et du défi de trouver des alternatives moins nocives à ces produits chimiques. En matière d’occupation des sols, la fracturation hydraulique est gourmande en terres. Chaque zone de forage (soit environ une dizaine de puits par zone) s’étend sur plusieurs hectares, bien plus que pour un puits conventionnel. Un minimum de 50 puits est nécessaire pour atteindre le même niveau de production qu’un puits en mer du Nord. Des terrains supplémentaires sont nécessaires en cas de re-forage.

Quant aux pollutions atmosphériques, les fuites de gaz non conventionnels peuvent potentiellement avoir un impact important sur la couche d’ozone. Les émissions des pompes, des installations présentes sur le site ne sont pas négligeables.

Le bruit de l’excavation, du transport du matériel et des rotations de véhicules est un autre facteur à prendre en compte. Surtout que la phase de préparation du site peut s’étaler sur 4 semaines. Le rapport de la commission estime que chaque zone de forage pourrait être à l’origine de 800 à 2.500 jours de pollution sonore pendant la période de pré-production.

En matière de contamination de l’eau de surface et des aquifères, le risque de pollution est élevé quel que soit la phase de production.

La biodiversité, elle aussi, en serait affectée. Les auteurs du rapport évoquent la dégradation ou la disparition totale du milieu, en raison de prélèvements excessifs d’eau. Ils pointent également le fractionnement de l’habitat par la construction d’une route ou l’introduction d’espèces invasives via l’eau.

Pour le trafic routier, le rapport estime entre 7.000 et 11.000 le nombre de rotations de camions pour un seul site, pendant la phase de construction et de mise en service. Mêmes s’ils sont provisoires, ces mouvements peuvent durablement affecter les routes locales et régionales. Un total de 250 camions est requis, par jour, pour une seule zone de forage.

L’exploitation des gaz de schiste induit enfin deux types de sismicité. La première est directement liée à la fracturation hydraulique, avec des séismes pouvant aller jusqu’à un niveau 3 sur l’échelle de Richter mais peu perceptibles en surface. L’autre est générée par l’injection d’eau usée qui lorsqu’elle rejoint une faille géologique, peut provoquer un tremblement de terre allant jusqu’à une magnitude 5 et plus. Ce phénomène est perceptible par le public mais pas sur le site de forage.

2. Une exploitation aux conséquences climatiques inenvisageables

Pour certains experts comme Robert Howarth (université Cornell) [5], les fuites de méthane sont telles que l’empreinte climatique des gaz non conventionnels est pire que celle du… charbon. Dans le rapport commandé par la Direction générale de l’action climatique, les propos sont plus nuancés. Ses auteurs estiment que le bilan carbone de l’électricité produite à partir de gaz non conventionnel (transporté par gazoduc) est de 4% à 8% moins favorable que celui du courant produit avec du gaz naturel. En cause, les fuites qui interviennent généralement lors de la récupération des fluides de fracturation, chargés du précieux méthane. Ces pertes pourraient être réduites par la mise en œuvre d’un meilleur système d’extraction ou par le torchage des gaz non utilisés. Ce qui permettrait d’abattre de 2% ou 3% le surpoids de carbone du gaz non conventionnel par rapport au gaz naturel. Dans le cas contraire, estiment les experts européens, mieux vaudrait (au plan climatique) importer du gaz naturel liquéfié plutôt que de développer l’exploitation de gaz non conventionnels.

Cette succession de résultats convergents discrédite le principal argument climatique des partisans de l’exploitation des gaz de schiste. Ce gaz –qui n’est autre que du méthane- possède un pouvoir de réchauffement global 25 fois supérieur, sur un siècle, à celui du gaz carbonique. Mais sa combustion rejette, en gros, deux fois moins de dioxyde de carbone que celle d’un charbon vapeur. Personne ne conteste cette équation, tant que l’on ne prend pas en compte l’aval du cycle, c’est-à-dire l’extraction et le transport du gaz, sources de fuites. Diverses recherches [6] [7] ont tenté d’estimer la limite au-delà que laquelle le taux de fuite de gaz rend moins intéressante pour le climat la gazéification de l’économie. Verdict : passés les 3,2%, l’empreinte carbone du système énergétique s’alourdit.

3. Des conséquences géopolitiques majeures

La position des industriels utilisant le gaz comme matière première ou comme source d’énergie en tant que gros consommateur est certes relativement menacée en Europe (même si cela est relativisé par certains chercheurs [8]). Ceci est néanmoins probablement temporaire et dépendra de deux facteurs. L’évolution de la disponibilité de la production de gaz non conventionnels aux Etats-Unis et la politique européenne vis-à-vis de la Russie. En effet, de nombreux contrats gaziers ont été conclus avec la Russie avec des prix indexés sur le long terme avec les prix pétroliers. Or, aujourd’hui, les marchés du gaz et du pétrole sont déconnectés. Les Européens paient donc leur gaz trop cher mais sont liés par ces contrats.

La politique énergétique de l’Europe se joue dès lors en partie dans le cadre de la crise ukrainienne et plus particulièrement de l’avenir de la Crimée. Jusqu’il y a peu, les seuls gazoducs reliant la Russie à l’Europe passaient par l’Ukraine. Ces dernières années, de nouveaux gazoducs sous-marins (Blue Stream en mer Baltique et South Stream en mer Noire) on évité l’Ukraine pour éviter les tensions politiques entre l’Ukraine et la Russie. L’Ukraine – qui tire des revenus de redevances de passage – voit sa position affaiblie. Par ailleurs, l’Union Européenne a toujours affichée des ambitions en matière d’exploitation de gaz de schistes mais a laissé in fine aux Etats membres la liberté de leur politique en la matière : une manière de montrer à la Russie une volonté d’indépendance énergétique. Enfin la position ambigüe de l’Europe par rapport à la Russie sur la Crimée témoigne de la difficulté de s’affranchir du gaz russe.

Le sort de la Crimée et de l’Ukraine sera donc lié à la politique gazière. Enfin, notons la volonté des pays de l’Est de l’Europe – comme la Pologne – de développer l’exploration des gaz non conventionnels sur leur territoire, de façon à tenter de diminuer leur dépendance au gaz russe (voir figures 1 & 2).

Figure 1. Dépendance au gaz russe. Source : The Economist

Figure 2. Flux de gaz en Europe. Source : The Economist

4. Une relative ‘indépendance’ énergétique

Les gaz non conventionnels vont-ils révolutionner les marchés de l’énergie en Europe ? Question fondamentale à laquelle il est presque impossible de répondre, tant les incertitudes sont grandes. Une dizaine de chercheurs du centre communautaire de recherches (JRC) et d’experts de la Direction générale de l’énergie se sont pourtant prêtés au jeu [9].

Dans leur volumineux rapport, ils tentent tout d’abord d’évaluer les réserves potentielles de gaz non conventionnels. Dans les régions du monde où l’exploitation des gaz non conventionnels bat son plein, géologues et analystes font assaut de chiffres souvent divergents. Aux Etats-Unis, où le secrétariat à l’énergie a récemment revu à la baisse la taille des gisements, les « réserves techniquement récupérables » sont estimées entre 11,7 et 42,3 milliards de tonnes équivalent pétrole. Pas très précis. Et c’est encore pire en Chine, où les stocks récupérables de gaz de schiste, grisou et autres gaz compacts sont estimés entre 1,4 et 36 milliards de tonnes équivalent pétrole.

Quant au sous-sol européen, il pourrait receler une quinzaine de milliards de tonnes équivalent pétrole, dont l’essentiel se trouverait en Europe occidentale. A supposer que ces molécules soient bien là, encore faut-il savoir ce que l’on pourra effectivement extraire des profondeurs « hydro-fracturées ». En effet, le taux effectif de récupération varie de 15% à 40%.

Pour autant la connaissance seule des réserves ne suffit pas à prédire l’avenir européen des gaz non conventionnels. En plus de gisements très riches, la révolution énergétique en cours aux Etats-Unis a aussi été rendue possible grâce à l’important maillage de gazoducs. Pas imaginable, en effet, de collecter le gaz non conventionnel d’un puits à l’autre (il y en a des centaines de milliers) par camion. Outre-Atlantique, on compte ainsi 53 km de gazoduc par millier de km2 de territoire : une densité deux fois supérieure à celle du Vieux Monde.

Pour toutes ces raisons, le rapport estime que si les meilleures conditions géologiques, techniques, économiques et politiques étaient réunies, les gaz non conventionnels pourraient compenser le déclin des ressources classiques régionales. Le taux de dépendance de L’Europe passerait de 50% à environ 60%. Un vrai progrès.

L’Agence Internationale de l’Energie a annoncé qu’en 2030, les Etats-Unis seront indépendants en matière d’énergie, grâce aux gaz et huiles non conventionnels. Le problème c’est que les experts de l’AIE obtiennent ce résultat en lissant simplement les chiffres actuels jusqu’en 2030.

Au rythme actuel, il faudra donc que les Etats-Unis continuent de forer 1 puits toutes les 8 minutes, 24 heures sur 24, pendant près de 20 ans, soit 70 000 puits chaque année. Nous doutons que ce scénario soit possible [10].

Les figures suivantes montrent l’épuisement rapide des puits de gaz non conventionnels : un mirage temporaire.

Figure 3. Profils de production de puits conventionnel et non-conventionnel. Source : Dessus B (2013) [11]

Figure 4 : Nombre de puits mis en production et productivité aux Etats-Unis entre 1990 et 2010. Source : Friends of The Earth.

Si l’on veut maintenir à son niveau maximum la production de gaz non conventionnel, il faut continuer à forer à un rythme voisin de celui de la dernière année du programme. Sinon, la production s’écroule brutalement dès l’année suivante. Aux États-Unis où la croissance de la production a été de l’ordre de 50 % par an depuis 5 ans, la production future sera donc être très sensible au comportement d’investissement à très court terme des industriels, comportement qui peut évoluer très vite en fonction de la conjoncture énergétique et financière.

Or, ces tendances ne sont pas celles espérées par les supporters des gaz non conventionnels. En cause, la baisse des prix du gaz, ce qui limite la rentabilité des puits et le détournement des campagnes d’exploration du gaz vers celle du pétrole non conventionnel (figures 5 & 6).

Figure 5. Prix du Brent et du Henry Hub (2005/2012). Source : IFP [12].

L’année 2009 a marqué une vraie rupture sur le marché du gaz naturel aux États-Unis. Sous l’effet de la crise économique de 2008 et du développement des gaz de schiste à grande échelle, le prix américain du gaz (Henry Hub) a connu un effondrement, une valorisation 5 à 6 fois inférieure à celle du pétrole Ces conditions ont conduit à un changement radical de la stratégie des opérateurs. Les appareils de forage, concentré à 85 % à la recherche de gaz naturel avant 2009, ont progressivement été réorientés à la recherche de pétrole, assurant une plus grande rentabilité. La rupture a été très rapide : entre début 2009 et août 2012, on est passé de 200 appareils orientés vers la recherche pétrolière à 1 400. Cette stratégie nouvelle a immédiatement porté ses fruits en termes de production.

Figure 6 : Appareil de forage actif par énergie aux Etats-Unis. Source : IFP.

5. Un impact sur les prix ?

Il existe 3 marchés du gaz dans le monde qui fonctionnent selon des règles différentes. A côté du marché américain qui est un marché de spot, où l’offre et la demande commandent directement le prix du gaz, le marché européen pour des raisons politiques, reste étroitement surveillé par les Etats et par le monopole « historique ». D’autre part, bon nombre de gaziers européens achètent leurs molécules, à la Russie, la Norvège ou l’Algérie, dans le cadre de contrats à long terme, négociés pour des périodes pouvant atteindre plusieurs décennies et parfois reliés au prix du pétrole. Cette disposition permet de sécuriser son approvisionnement et de prévoir les coûts de fourniture. Il interdit, en revanche, d’adapter ses prix à la conjoncture. Entre 2009 et 2010, les énergéticiens européens achetaient du gaz russe à un coût supérieur à celui du marché spot.

Pour qu’une production de gaz de schiste européenne ait un impact sur les prix, il faudrait que l’Europe n’importe quasiment plus de gaz, ce qui ne sera pas le cas. Si le gaz de schiste produit en Europe sera potentiellement moins cher que le gaz importé, il sera néanmoins vendu au même prix que le gaz importé car le gaz est tarifé sur le même marché européen. Cela créera uniquement des rentes de situation au seul profit des industriels qui sont évidemment pressés d’en bénéficier.

6. Un impact sur l’économie ?

Pour le FMI, l’impact de l’exploitation croissante des gaz de schiste sera mineur : après 13 années, le PIB serait plus élevé de 1,2 % et l’emploi d’à peine 0,5 % [13]. En matière d’emploi aussi, l’impact est faible. A titre de comparaison, un emploi dans le secteur du gaz non conventionnel coûte 200 000 €/an, dans le renouvelable 110 000 €/an et dans l’efficacité énergétique 50 000€/an [14].

Notons aussi le risque d’effondrement financier du secteur. Celui-ci prend en effet des allures de pyramide de Ponzi [15].

La question qui se pose aujourd’hui est de savoir si les investisseurs vont continuer à financer les forages à un rythme suffisant. Si certains d’entre eux y renoncent ou diffèrent leurs investissements comme on commence à le constater aux États-Unis, on assistera très vite à une chute de la production de gaz non conventionnel. Le redéploiement de l’activité des foreurs en direction du pétrole non conventionnel beaucoup plus rentable (cfr ci-avant) illustre ce risque. Cependant, comme ces puits contiennent généralement aussi du gaz, celui-ci peut être vendu à bas coût en sus du pétrole. A contrario de toutes les autres filières de production d’énergies fossiles qui se caractérisent par une grande inertie et donc par une forte pérennité, celle des gaz non conventionnels se caractérise par contre par sa très grande volatilité [16].

Conclusion

« Le gaz de schiste ne résoudra pas les problèmes de sécurité d’approvisionnement énergétique de l’Europe [17]. » Ils ne relanceront pas non plus l’économie ou la création d’emplois. Par contre ils ont un impact sérieux sur l’environnement et entraînent des risques économiques importants. Par-dessus tout, ils détournent la nécessité des efforts en matière de transition énergétique : amélioration de l’efficacité énergétique et remplacement des sources d’énergie fossile par des sources d’origine renouvelables.

Il convient donc de renoncer à leur exploitation et de se concentrer sur des solutions bien plus durables.

Autres références

  • Centre d’analyse stratégique. (2011) Les gaz non conventionnels : une révolution énergétique nord-américaine non sans conséquences pour l’Europe, Note d’analyse 215
  • Friends of the Earth Europe. (2014) Fracking Frenzy, How the fracking industry is threatening the planet http://www.foeeurope.org/sites/default/files/press_releases/fracking_frenzy.pdf
  • Hague Centre for Strategic Studies & TNO (2014) The Geopolitics of Shale Gas
  • Schepper B., Handal L. & Hébert P. (2011) Gaz de schiste : Une filière écologique et profitable pour le Québec ? IDDRI.
  • Timmermans D. (2011) De piekolie voorbij : niet-conventionele gasontginning in de Kempen, Oïkos 58.

[1International Energy Agency (2011) World Energy Outlook, Special Report : Are We Entering a Golden Age of Gas ?

[3Le Monde , 16 septembre 2010.

[5Dans un article publié en mars 2011 Robert Howarth (Robert W. Howarth, Renee Santoro, Anthony Ingraffea (2011). Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations, Climatic Change, June 2011, Volume 106, Issue 4, pp 679-690) estimait le taux de fuite moyen entre 3,6 et 7,9%. Ce qui avait fait hurler le secteur gazier. Et pour cause. Le haut de la fourchette du chercheur new-yorkais signifie simplement que le bilan climatique de l’exploitation du gaz de schiste par fracturation hydraulique est plus lourd que la combustion du charbon dans des centrales thermiques. On comprend l’émotion des compagnies gazières.

A partir de mesures de la qualité de l’air effectuées à proximité des champs gaziers situés dans le nord-est du Colorado, la chercheure Gabrielle Pétron (Pétron, G., et al. (2012), Hydrocarbon emissions characterization in the Colorado Front Range : A pilot study, J. Geophys. Res., 117, D04304) estimait le taux de fuite des puits à 4% : presque le double de ce qu’indique le dernier inventaire de l’EPA. L’agence fédérale de protection de l’environnement a d’ailleurs doublé ses estimations de fuite de méthane par rapport à la version précédente de son inventaire des rejets de gaz à effet de serre.

En combinant des relevés de la composition de l’atmosphère réalisés par Lidar à des mesures aéroportées de CO2 et de méthane des champs gaziers du bassin d’Uintah (Utah), physiciens des universités de Boulder (Colorado) et de Californie, et de l’administration de l’océan et de l’atmosphère (Noaa) sont parvenus à déterminer les taux de fuite des puits surveillés. Selon leurs résultats préliminaires, ceux-ci pourraient s’élever à 9%. Ce qui dépasse de loin les estimations les plus pessimistes déjà publiées dans des revues à comité de lecture.

Un résultat comparable a été trouvé quelques mois plus tard par des universitaires australiens. En utilisant des moyens différents (la chromatographie) et en travaillant sur un terrain neuf (les champs de Tara dans le Queensland australien) Damien Maher et Isaac Santos (université South Cross, Nouvelle Galle du Sud, Australie) ont évalué à 4% le taux de fuite : près de 40 fois les taux admis par les… gaziers australiens.

[6

Ramón A. Alvarez, Stephen W. Pacala, James J. Winebrake, William L. Chameides, and Steven P. Hamburg (2012) Greater focus needed on methane leakage from natural gas infrastructure, PNAS 2012 109 (17) 6435-6440.

[7Tom M. L. Wigley (2011) Coal to gas : the influence of methane leakage, Climatic Change, DOI 10.1007/s10584-011-0217-3

[8Spencer T. ; Sartor O. ; Mathieur M. 2014. Unconventional wisdom : economic analysis of US shale gas and implications for the EU, Studies N°02/2014. Iddri.

[10Inman M. (2014) Natural gas : The fracking fallacy, Nature 516, 28–30

[11Dessus B. (2013), Que penser de l’affaire des gaz de schiste ?, Cahiers de Global Chance, 33, pp. 90-100.

[12R. Vially R., Maisonnier G. & Rouaud T. (2013) Hydrocarbures de roche-mère : État des lieux. IFP - Energies nouvelles

[13IMF, WEO, Octobre 2013, Economic Impacts of the U.S. Energy Boom, pp.29-31

[14B. Dessus (2013), op cit.

[16Dessus B. (2013), op cit.

[17European Academies Science Advisory Council (2014) Shale gas extraction : issues of particular relevance to the European Union


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