A quelques jours de la conférence environnementale pilotée par le ministère de l’Ecologie, du Développement durable et de l’Energie, le gaz de schiste fait beaucoup parler de lui… Et pour cause : dans quelques semaines, le gouvernement français présentera un projet de loi de réforme du code minier, regroupant l’ensemble des règles régissant l’exploitation du sous-sol.

A l’inverse du gaz conventionnel, les ressources en gaz de schiste sont mieux réparties sur le globe. Les chiffres manquent encore de précision, mais l’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime le sous-sol français (particulièrement le bassin parisien et le sud- est du pays) comme l’un des plus prometteurs.

Ainsi, les énergéticiens expliquent-elles au public et aux décideurs politiques qu’une exploitation propre» est possible : les dizaines de millions de litres d’eau polluée, les fuites de méthane ou autres impacts irréversibles sur l’environnement inhérents à la fracturation hydraulique ne seront bientôt que de vieux souvenirs.

D’autre part, les opposants aux gaz de schiste avancent qu’il existe aujourd’hui sur le marché des leviers d’action alternatifs beaucoup plus puissants pour notre développement économique, articulés autour des économies d’énergie et des énergies renouvelables. Les faibles coûts d’accès à cette ressource – notamment aux Etats-Unis – menacent en effet les autres modes de production énergétiques. Les énergies renouvelables qui, en plein essor, ont besoin d’un soutien politique sans faille et d’un cadre réglementaire stable et ambitieux pour arriver à supplanter les énergies fossiles sont évidemment concernées.

Rappelons cependant qu’une étude réalisée en décembre 2010 par l’Oxford Institute for Energy Studies et validée par PAIE démontre que le coût d’exploitation et de développement des gaz non conventionnels serait deux à trois fois plus élevé en Europe qu’aux Etats-Unis. Dans le meilleur des scénarios, pour des raisons géologiques et juridiques, le prix serait proche du gaz russe importé et supérieur au prix des gaz provenant d’Afrique et du Moyen-Orient.

Au Royaume-Uni, devant la montée de l’opposition publique et des groupes de pression, un rapport intitulé Shale gas extraction in the UK: a review of hydraulic fracturing a été conjointement publié par la Royal Society et la Royal Academy of Engineering le 29 juin 2012 afin de rendre un avis et proposer une série de recommandations quant à l’exploitation sécurisée des gaz de schistes. Ces recommandations ont été élaborées suite aux diverses réponses à consultation reçues et synthétisées par un groupe de travail mis au point par les deux académies. Les conclusions de ce rapport qui apparaissent ci-dessous indiquent qu’une extraction “responsable” des gaz de schistes peut être assurée au Royaume-Uni sous certaines conditions.

En Pologne, selon son rapport “Unconventional Gas – a chance for Poland and Europe” publié mi-août, le think thank Kosciuszko Institute estime que sur les 10 prochaines années, l’industrie du gaz de schiste devrait engendrer en Pologne 120000 à 190000 nouvelles opportunités d’embauche dans le secteur de l’exploration-production. Cette étude repose sur un scénario de base où 155000 emplois sont créés durant la prochaine décennie si 500 puits sont creusés par an. En réalité, on estime que ce nombre pourrait atteindre jusqu’à 750 puits annuels…

The UK Government’s Chief Scientific Adviser, Sir John Beddington FRS, asked the Royal Society and the Royal Academy of Engineering to review the scientific and engineering evidence and consider whether the risks associated with hydraulic fracturing (often termed ‘fracking’) as a means to extract shale gas could be managed effectively in the UK.

The key findings of this review were:

  • The health, safety and environmental risks can be managed effectively in the UK. Operational best practices must be implemented and enforced through strong regulation.
  • Fracture propagation is an unlikely cause of contamination. The risk of fractures propagating to reach overlying aquifers is very low provided that shale gas extraction takes place at depths of many hundreds of metres or several kilometres. Even if fractures reached overlying aquifers, the necessary pressure conditions for contaminants to flow are very unlikely to be met given the UK’s shale gas hydrogeological environments.
  • Well integrity is the highest priority. More likely causes of possible contamination include faulty wells. The UK’s unique well examination scheme was set up so that independent, specialist experts could review the design of every offshore well. This scheme must be made fit for purpose for onshore activities.
  • Robust monitoring is vital. Monitoring should be carried out before, during and after shale gas operations to detect methane and other contaminants in groundwater and potential leakages of methane and other gases into the atmosphere.
  • An Environmental Risk Assessment (ERA) should be mandatory. Every shale gas operation should assess risks across the entire lifecycle of operations, from water use through to the disposal of wastes and the abandonment of wells.
  • Seismic risks are low. Seismicity should be included in the ERA.Seismicity induced by hydraulic fracturing is likely to be of smaller magnitude than the UK’s largest natural seismic events and those induced by coal mining.
  • Water requirements can be managed sustainably. Water use is already regulated by the Environment Agency. Integrated operational practices, such as recycling and reusing wastewaters where possible, would help to minimise water requirements further. Options for disposing of wastes should be planned from the outset. Should any onshore disposal wells be necessary in the UK, their construction, regulation and siting would need further consideration.
  • Regulation must be fit for purpose. Attention must be paid to the way in which risks scale up should a future shale gas industry develop nationwide. Regulatory co-ordination and capacity must be maintained.
  • Policymaking would benefit from further research. The carbon footprint of shale gas extraction needs further research. Further benefit would also be derived from research into the public acceptability of shale gas extraction and use in the context of the UK’s energy, climate and economic policies.


Les grands types de gaz non conventionnels:

Les gaz non conventionnels sont à distinguer des gaz conventionnels, qui sont eux piégés en forte densité dans des réservoirs naturels classiques. Les plus grandes quantités de gaz naturel sont aujourd’hui produites à partir de gaz conventionnels dont l’exploitation est facile et peu coûteuse, en particulier dans les grands gisements du Golfe Persique. Les gaz non conventionnels connaissent toutefois un très fort développement de nature à bouleverser la donne sur le marché mondial de l’énergie.

Le gaz de schistes, appelé en anglais shale gas, représente l’autre moitié de la production américaine de gaz non conventionnels. Le gaz de schistes provient de roches à grain fin (argile) où il est piégé en faible densité. Les gaz de schistes présentent le plus grand potentiel de croissance des gaz non conventionnels : leur production a déjà triplé aux Etats-Unis entre 2004 et 2008, passant de 19 à 57 milliards de mètres cubes par an.

Le gaz de charbon, appelé en anglais coalbed methane et plus communément désigné en français sous le nom de grisou, représente la moitié de la production de gaz non conventionnels aux Etats-Unis. Le gaz de charbon correspond à des vapeurs de méthane piégées dans le minerai de charbon et est donc présent dans les mines de charbon.

Le gaz de sables colmatés, appelé en anglais tight gas sands, est présent ans des structures rocheuses peu perméables qu’il faut désagréger pour pouvoir exploiter. L’extraction de ce type de gaz non conventionnel est donc aujourd’hui trop coûteuse pour qu’il soit exploité à grande échelle, mais certains experts ont estimé que le gaz de sables colmatés représente la moitié des réserves de gaz non conventionnels aux Etats-Unis. Sur les 10 plus grandes découvertes de gisement de gaz ces 20 dernières années aux Etats-Unis, 4 étaient constitués de gaz de sables colmatés. Leur exploitation industrielle ne pourra démarrer que lorsque les prix du gaz se situeront à un niveau durablement élevés, ou lorsque des ruptures technologiques majeures interviendront.

Les hydrates de gaz, aussi appelés clathrates, correspondent à une forme de gaz non conventionnel se trouvant au fonds des océans des régions très froides et constitués de méthane et d’eau. L’exploitation des hydrates de gaz est beaucoup trop chère pour être rentable dans les conditions actuelles de marché, mais les réserves de gaz contenues dans ces hydrates seraient gigantesques : on les estime à deux fois les réserves de l’ensemble des autres ressources fossiles contenues par la Terre.

Le biométhane, version épurée et injectable du biogaz, lui-même issu de la fermentation sans oxygène de matière organique comme les déchets agricoles, déchets de l’industrie agroalimentaire, déchets verts et ordures ménagères. À terme, le biogaz devrait  être également obtenu à partir de bois ou même d’algues. C’est une énergie triplement verte puisqu’elle est renouvelable, elle remplace une énergie fossile et elle élimine les déchets en générant une production de résidus (les digestats) qui peuvent remplacer les engrais chimiques. L’injection est autorisée depuis 2003 en France, mais les conditions sanitaires requises ont allongé le calendrier. Depuis fin 2008, l’avis favorable de l’Agence Nationale de Sécurité Sanitaire rend l’injection possible pour tous les biogaz sauf ceux issus de déchets industriels et de boues de stations d’épuration. Dernière étape réglementaire : le prix de vente du biométhane par les producteurs aux fournisseurs de gaz naturel, qui devrait être fixé prochainement par arrêté. En effet, le biométhane coûte encore cher à produire.


Ressources: The Kosciuszko InstituteThe Royal Society

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