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Le gaz de houille ou l’avenir du Nord-Pas-de-Calais

Le 18 février 2014 par Marine Jobert
Sur le site d'Avion.
Sur le site d'Avion.
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Un gaz moins cher, de l’emploi, avec des conséquences environnementales quasi nulles. Voici résumé à grands traits l’étude réalisée par la mission d’enquête «gaz de houille», dans le cadre de la conférence permanente du Schéma régional de développement économique (SRDE) de la région Nord-Pas-de-Calais. Dévoilée aujourd’hui, cette étude assez scolaire d’une soixantaine de pages dresse un portrait très engageant des activités en cours et à venir de l’entreprise European Gas Limited (EGL), titulaire de plusieurs permis dans la région.  Le Journal de l’environnement passe en revue les principaux points de ce rapport qui pourrait relancer l’activité gazière dans la région.



[1]

 

Un gaz deux fois moins cher localement

Le charbon a fait la fortune du Nord-Pas-de-Calais; le gaz de houille sera-t-il son renouveau? Au plan économique, on n’est pas loin du miracle régional même si, préviennent les élus, «il n’y aura pas d’impact sur le prix national du gaz». Certes, «la question du seuil de rentabilité économique d’une telle exploitation» n’a pu être étayée plus avant[1] -«dans l’attente du retour d’expérience des forages d’exploration». Mais les auteurs considèrent qu’«il serait possible d’offrir localement un gaz moins cher à travers des contrats d’approvisionnement ou des partenariats attractifs pour les consommateurs et utilisateurs de gaz de la région». Un gaz localement moins cher? «D’après les estimations réalisées, le prix de revient du gaz de houille serait moitié moins cher que le prix actuel du marché du gaz. Ces contrats pourraient garantir un approvisionnement ou intégrer une prise de risque lors de la phase d’exploration.»

 

De quoi tintinnabuler agréablement aux oreilles des contribuables, puisque la facture énergétique de toute la région s’est élevée en 2011 à 8,7 milliards d’euros, dont 2 milliards pour le gaz. «Les ressources estimées par EGL représentent près d’une année de la consommation nationale de gaz, soit près de 10 ans de la consommation de gaz de la région au rythme actuel.» Soit une économie de 10 Md€, lissée sur 25 ans. «L’objectif visé par EGL est de couvrir entre 10 et 12% de la consommation de gaz pendant les 25 ans à venir», précisent les rédacteurs (qui, au passage, ne mentionnent pas qu'EGL a été rachetée par Transcor Astra Group, une filiale du holding CPN d’Albert Frère, milliardaire par ailleurs actionnaire de Total). Un but toutefois borné par le manque de connaissances du sous-sol –c’est tout l’enjeu de l’exploration- et qui profitera surtout aux gazo-intensifs, note le rapport: «Il est à considérer que le marché pour la vente du gaz se ciblera sur les utilisateurs (industriels et collectivités) à forte consommation de gaz dans le Nord-Pas-de-Calais.»

 

850 emplois non délocalisables

Forage de puits, installation d’équipements pour la compression du gaz, pose de tuyaux pour se connecter au réseau de transport de gaz déjà disponible dans le Nord-Pas-de-Calais, qui est par ailleurs «de qualité excellente», soulignent les auteurs. Quelque 190 emplois directs seraient à prévoir, sur le terrain et dans les bureaux. Auxquels viendraient s’ajouter 300 emplois indirects (logistique, infrastructure, forage, administration…). Le rapport anticipe que le gaz sera produit sur 10 sites («installation de 100 mètres sur 80 m en surface comptant chacun autour de 15 puits», est-il même précisé), qui nécessiteront chacun «une douzaine d’employés de terrain. Chaque employé de terrain génère à son tour environ deux emplois indirects avec toutes les compagnies de services». En tout, ce serait donc 850 emplois, non délocalisables, qui seraient générés par les puits nordistes, selon les estimations d'EGL.

 

Pas de fracturation hydraulique, mais…

Une lecture attentive du document ne permet pas de saisir tout à fait si le contexte géologique régional rend nécessaire, ou non, de recourir à la fracturation hydraulique. Se référant au rapport consacré aux techniques alternatives à la fracturation hydraulique de Christian Bataille et Jean-Claude Lenoir rédigé dans le cadre de l’Opesct, les auteurs précisent que la «perméabilité [du charbon] (…) peut être faible et il est alors nécessaire de procéder à des opérations de stimulation pour faciliter l’ouverture du réseau de fissures existantes ou pour créer de nouvelles fissures en fracturant la roche et ainsi optimiser la désorption du gaz». Un état de fait qui ne concernerait pas le NPDC puisque, dans leur conclusion, les auteurs assurent que «les techniques de fracturation hydraulique ou de stimulation (…) ne seront pas employées dans le Nord-Pas-de-Calais; d’une part en raison de l’interdiction faite en France; et d’autre part parce que le contexte géologique du Nord-Pas-de-Calais ne s’y prête pas (charbons déjà fracturés)». Au passage, la loi de 2011 [interdisant la fracturation hydraulique] en prend pour son grade: «La définition de la fracturation hydraulique n’est pas clairement établie. Il y a lieu de noter qu’il existe un flou concernant la définition de la fracturation hydraulique dans la règlementation actuelle l’interdisant».

 

Le NPDC, un lieu gazier stratégique

L’un des freins au développement potentiel des hydrocarbures non conventionnels en France, c’est le manque d’infrastructures pour faire circuler le gaz sur le territoire. «Le Nord-Pas-de-Calais est déjà équipé d’un réseau dense de transport et de distribution de gaz naturel. Il existe déjà des dispositions et des normes réglementaires appliquées pour les réseaux de transport de gaz conventionnel», rassurent les auteurs. Ils rappellent que la région occupe une place stratégique dans l’approvisionnement national: «C’est le point d’entrée du gaz naturel de Norvège et de Hollande: le terminal de la société Gassco à Loon-Plage est relié directement au gisement de Norvège; la station de compression de Taisnières-sur-Hon est reliée aux gisements de Norvège et de Hollande, via la Belgique. C’est près de 58% de la quantité de gaz importée en France qui transite par ces deux points, pour alimenter le quart nord-ouest du territoire national. Un projet de terminal méthanier est lancé par le Grand port maritime de Dunkerque».

 

Compatible avec la transition énergétique

Pas la peine de rechercher dans ce rapport une référence aux conséquences climatiques de la production d’hydrocarbures supplémentaires: il n’en est pas fait mention. Pas plus qu’à la «troisième révolution industrielle» imaginée par Jérémy Rifkin pour la Région NPDC, qui devait la propulser à l’avant-garde de la transition énergétique.

Reprenant des arguments déjà développés, entre autres, par Christian Bataille et Jean-Claude Lenoir, les auteurs font valoir que l’exploitation de ces hydrocarbures n’est absolument pas incompatible avec les objectifs de transition énergétique. «Avant d’avoir terminé cette transition dans 30, 35 ou 40 ans vers des énergies beaucoup plus décarbonées, il sera incontournable d’utiliser des énergies carbonées.» Car selon eux, «la transition énergétique consiste à se donner les moyens d’atteindre l’objectif d’utilisation d’énergies décarbonées en intégrant de manière réaliste et responsable le lien énergie-économie.»

 

Risques environnementaux balayés

«Bien que des risques technologiques, sanitaires et environnementaux aient été identifiés, ils ne sont pas rédhibitoires à un projet d’exploration ou d’exploitation», estiment les auteurs. Ils considèrent en effet que la filière dispose «des moyens de maîtrise éprouvés dans d’autres filières», ainsi que «de solutions pouvant être apportées par la mise en place de projets de recherche et de caractérisation». De quoi alimenter la demande réitérée en recherches, portée par tous les industriels du secteur. Il y aurait des «besoins de connaissances sur le domaine des risques sanitaires», reconnaissent du bout de la plume les auteurs, avec des «enjeux majeurs liés à la protection des aquifères. Les protections techniques existent, il conviendrait de développer la recherche à ce sujet». De toutes façons, la pollution des nappes phréatiques n’est pas identifiée comme sensible par le rapport du BRGM/Ineris[2] sur les impacts de l’exploitation du gaz de houille, estiment les auteurs, qui prennent toutefois le soin de préciser: «en dehors de toute fracturation hydraulique». «En outre les techniques de protection des aquifères sont parfaitement maîtrisées et des réseaux de surveillance sont suivis par le BRGM et l’Agence de l’eau à l’échelle des masses d’eau.»

 

Les risques de fuites ou d’accidents sur compresseurs haute pression sont «écartés en raison de la maîtrise des risques dans d’autres industries». La migration de gaz, «notamment en environnement peu profond ne concerne pas le Nord-Pas-de-Calais en raison de la profondeur des couches visées (700 à 1.500 m)». Le déploiement des activités seraient tout à fait «compatibles avec l’usage du sol», notamment grâce à la présence d’anciennes friches industrielles (déjà polluées?).

 

Les écologistes hors jeu

Autant de conclusions pleines d’optimisme, qui ont été rendues en l’absence des deux élus écologistes qui participaient à la mission. Après avoir «largement joué le jeu», Jean-François Caron, président du groupe EELV au conseil régional Nord-Pas-de-Calais et président de la commission Transition écologique et sociale régionale, ainsi qu’Emmanuel Cau, vice-président Aménagement du territoire et environnement, ont en effet claqué la porte il y a quelques semaines. Ils dénonçaient les «partis pris de la mission d’enquête» présidée par le communiste Bertrand Péricaud, «qui ne se cache pas de vouloir gagner ’la bataille du gaz de houille pour notre région‘, [ce qui] nuit aux échanges nécessaires sur les risques liés à l’exploitation du gaz de couche. Conflit d’intérêt des sociétés contactées, indépendance relative des experts, absence de transparence des analyses scientifiques… sont autant de freins à la qualité de l’enquête sur une potentielle exploitation du gaz de couche».

Le rapport sera présenté à l'assemblée générale du SRDE en avril prochain, puis débattu lors de la plénière de sa commission permanente en juin.



[1] Les coûts opérationnels ont été estimé par l’Institut français du pétrole (BEICIP) à 0,11€/m3 contre un prix de marché de l’ordre 0,26 €/m3, précise l’étude.

[2] Bureau de recherches géologiques et minières et l’Institut national de l’environnement et des risques industriels.

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