Pieridae alimentera-t-elle son terminal de Goldboro avec du gaz fracturé ? Un examen approfondi des ressources disponibles

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Pieridae travaille sur un terminal GNL à Goldboro, en Nouvelle-Écosse, depuis quelques années maintenant. Le terminal pourrait être considéré comme étant en bonne voie, puisqu’un permis de construction a été accordé. La grande entreprise allemande de services publics Uniper a signé un accord d’achat ferme pour tout le gaz provenant du premier train du terminal. Cet accord comprend une garantie de prêt de 4,5 milliards de dollars US du gouvernement allemand par l’intermédiaire de la banque d’investissement KfW : 3 milliards de dollars US pour la construction du terminal, et 1,5 milliard de dollars US pour le développement des actifs en amont.

Tout est soumis à une condition : le gaz fourni à l’Allemagne ne doit pas être issu de la fracturation.

Dans une certaine mesure, l’Allemagne interdit la fracturation sur son territoire et ne veut pas être prise à sous-traiter ce processus malpropre à des juridictions extérieures. Pieridae a juré de ne fournir que du gaz conventionnel à l’Allemagne, mais est-ce possible ? Les actifs de l’entreprise lui permettent-ils de tenir cette promesse, ou finira-t-elle par s’appuyer sur le gaz fracturé pendant son contrat de vingt ans avec Uniper ? Pour répondre à cette question, nous devons examiner les perspectives potentielles de Pieridae en matière d’approvisionnement en gaz naturel. La carte suivante (pièce 1), que Pieridae a présentée à de nombreuses reprises comme son projet d’approvisionnement et de transport de gaz, offre de nombreuses réponses. Lors de sa dernière présentation, l’entreprise a expliqué qu’elle alimentera le train 1 en gaz à partir de ses actifs en Alberta, suite aux accords conclus avec Ikkuma et Shell. Quant au train 2, il sera alimenté par le gaz du Nouveau-Brunswick et de la partie orientale du Québec. Nous examinerons également le cas du gisement offshore de l’île de Sable en Nouvelle-Écosse ainsi que les schistes d’Utica et de Marcellus aux États-Unis

Au fur et à mesure, il deviendra clair que :

  1. la majorité du gaz fourni à l’Allemagne dans le cadre du projet de Pieridae serait du gaz de fracturation;
  2. La subvention allemande à Pieridae pourrait augmenter l’extraction par fracturation hydraulique dans des zones qui n’ont pas été beaucoup touchées par le processus jusqu’à présent.

Pièce 1

Possibilités de gaz naturel conventionnel dans l’Ouest canadien

Les actifs d’Ikkuma dans les contreforts de l’Alberta

En août 2018, Pieridae a annoncé une fusion avec Ikkuma. Vous trouverez ci-dessous une carte des actifs d’Ikkuma (indiqués en jaune sur la carte, pièce 2), tirée de sa dernière présentation aux actionnaires. (Les actifs de Shell sont situés à peu près dans la même zone, à l’ouest de Calgary.)

Pièce 2

Lors de la vente, Ikkuma a séparé ses actifs en puits de production de pétrole et de gaz. Pieridae n’a acquis que les puits de production de gaz. Les puits d’Ikkuma ont donné un rendement moyen de 101 millions de pieds cubes par jour au troisième trimestre 2018, et le taux de production pourrait augmenter à l’avenir. Toutefois, à moins que Pieridae ne découvre davantage de ressources conventionnelles dans la région, ils ne pourront pas maintenir ce taux d’extraction pendant plus de 18 ans, car les champs ne contiennent que des ressources et des réserves de 670,5 milliards de pieds cubes.

L’acquisition des actifs de Shell par Pieridae

L’accord que Pieridae a conclu avec Shell porte sur trois usines de traitement de gaz acides, où le soufre sera retiré du gaz : Jumping Pound, Caroline et Waterton. L’installation de Jumping Pound n’est pas seulement ancienne, c’est la plus ancienne usine de gaz de l’Alberta. La Petroleum History Society a publié un article à ce sujet en 2002. Il est donc très peu probable que Pieridae puisse même doubler les niveaux de production actuels du champ.

En 2019, les actifs en amont de Shell ont livré 119 MMcf/d de gaz naturel acide conventionnel. À la fin de 2019, la production en amont de Pieridae a atteint 243 Mmcf/j. Après la transaction avec Shell, les réserves totales de Pieridae s’élevaient à 1 078 milliards de pieds cubes selon un audit publié dans la notice annuelle publiée le 15 avril 2020 (pièce 3) :

Pièce 3

Avec une extraction constantesur 20 ans de cette réserve nette de 1 078 milliards de pieds cubes, Pieridae sortirait 54 milliards de pieds cubes de gaz conventionnel par an, ce qui équivaut à 147 millions de pieds cubes par jour. En d’autres termes, ces actifs sont probablement proches du pic de production ou même l’ont dépassé. 147 millions de pieds cubes par jour représentent moins d’un cinquième du gaz nécessaire pour alimenter le train 1. Si Pieridae extrait 243 millions de pieds cubes par jour en continu, ce qui est impossible compte tenu de la baisse nécessaire de la production, elle assécherait ses réserves en moins de 14 ans. Pour aggraver le problème, elle ne produirait même pas un tiers du gaz nécessaire au train 1.

Ces chiffres sont conformes au modèle d’entreprise de Pieridae, qui repose sur l’approvisionnement externe d’au moins 50 % de son gaz, comme le souligne un document de la Banque Laurentienne : « Pour alimenter les deux trains de GNL, il faudra jusqu’à 1,5 Gpi3/j de gaz brut, et Pieridae cherchera probablement à détenir jusqu’à 50 % de ces besoins, et à se procurer le reste par le biais du réseau gazier nord-américain. Notre section sur le transport identifie les tracés de gazoduc disponibles pour l’installation de Goldboro ». (Voir la pièce 1)

Jusqu’à présent, Pieridae n’a réussi à acquérir que 1 078 milliards de pieds cubes de réserves de gaz naturel conventionnel. Il est très peu probable qu’ils puissent alimenter entièrement le train 1 avec du gaz conventionnel provenant de l’Alberta, puisque l’ensemble des réserves de gaz conventionnel de l’Ouest canadien se tarit lentement aussi.

Baisse de la production de gaz conventionnel en Alberta et en Colombie-Britannique

La partie vert clair du graphique (pièce 4) représente la production de gaz naturel classique dans l’Ouest canadien de 2000 à 2040, avec une tendance claire à l’épuisement.

Pièce 4 : Production de gaz naturel par type et prévisions de prix
Source : Office national de l’énergie du Canada

Dans son supplément sur l’avenir énergétique du Canada 2018, l’Office national de l’énergie du Canada déclare « Le gaz conventionnel de l’Ouest canadien devrait passer de 2,96 Gpi3/j en 2017 à 0,87 Gpi3/j en 2040 ». Ce taux de diminution est de plus de trois fois. S’il est appliqué aux actifs de Pieridae, nous pourrions prévoir que sa production de gaz conventionnel diminuerait de 243 MMcf/j à 71 MMcf/j, avec une moyenne de 157 MMcf/j. Ces estimations sont très proches de ce que Pieridae détient comme réserves, réparties sur la même période.

Le Western Canada Solution Gas (en jaune) « est le gaz produit à partir de puits de pétrole en conjonction avec le pétrole brut ». Le pétrole lourd ne contient ni gaz naturel ni solvant plus léger, d’où le terme « lourd ». Le gaz en solution provient du pétrole léger. Une grande quantité de pétrole léger actuellement extrait dans l’Ouest canadien provient de la fracturation, et la seule façon d’augmenter l’approvisionnement en gaz dissous est d’exploiter davantage de pétrole fracturé dans l’Ouest canadien. Ce scénario ne permettrait pas à Pieridae de le vendre à l’Allemagne comme gaz conventionnel.

Pieridae traite déjà le gaz de fracturation dans l’usine de Caroline

L’accord entre Pieridae et Shell prévoit le transfert de trois usines de traitement de gaz, dont une installation plus récente, l’usine de Caroline. Dans ses derniers états financiers annuels, Pieridae déclare ce qui suit : « La société génère également des revenus de traitement du gaz de 6,8 millions de dollars (31 décembre 2018 : 0 $) pour les frais facturés à des tiers pour le traitement dans des installations dans lesquelles Pieridae a une participation ». L’installation traite très probablement du gaz pour Shell dans le cadre de l’accord visant à acquérir ses actifs de gaz acide. L’article Sweet future for Shell’s Caroline Plant confirme que le champ de Caroline est proche de 95% de récupération et que Shell voulait convertir l’usine de Caroline pour traiter le gaz provenant de la zone de Rocky Mountain House. Sur son site web, Shell déclare qu’elle « a poursuivi la production de pétrole léger de réservoirs étanches, de gaz et de liquides provenant de la zone de Duvernay, dans cette région ». Duvernay est une zone étanche connue pour nécessiter la fracturation pour l’extraction du pétrole et du gaz.

En conséquence, Pieridae aura la possibilité d’acheter du gaz fracturé déjà traité à l’usine de Caroline. Si Pieridae n’a pas les réserves nécessaires pour alimenter son premier train uniquement avec du gaz conventionnel, achètera-t-il le gaz à son partenaire Shell ? Ou trouvera-t-elle un autre partenaire qui pourrait lui fournir du gaz de fracturation plus coûteux, mais déjà traité ? Alfred Sorensen répond partiellement à cette question dans la présentation de l’entreprise du 16 avril 2020 : « L’actif le plus important que nous avons acquis était trois usines : la Jumping pound, Caroline et Waterton. A elles trois, elles représentent une capacité de traitement d’environ 750 millions par jour, et ce chiffre est en grande partie responsable de la façon dont nous allons approvisionner notre premier train. Un train nécessite environ 800 MMcf/d, donc vous pouvez voir que les deux chiffres sont très proches l’un de l’autre. […] C’est ainsi que […] nous allons commencer à desservir notre premier train. » Dans la même présentation, nous apprenons que Pieridae produit 204 MMcf/d, mais traite 420 MMcf/d de gaz dans les trois usines qu’elle possédera bientôt. La différence est très probablement du gaz fracturé.

Pieridae a conclu un accord avec Shell pour traiter son gaz provenant de la zone de Rocky Mountain House. La société veut utiliser tout le gaz traité dans les trois usines pour alimenter le premier train du terminal, qui alimentera Uniper.

D’une manière ou d’une autre, il semble impossible pour Pieridae d’alimenter entièrement son premier train avec du gaz conventionnel provenant de l’Ouest canadien. Elle ne trouvera nulle part les 800 millions de pieds cubes par jour de gaz naturel conventionnel nécessaires pour alimenter le premier train du terminal au cours des vingt prochaines années.

Pieridae pourrait-elle compter sur des actifs dans l’Est du Canada et aux États-Unis pour trouver la partie manquante de son gaz naturel conventionnel ?

Du gaz conventionnel dans l’Est du Canada ?

Pieridae utilise la carte (pièce 1) lors de nombreuses présentations d’entreprise pour indiquer d’où elle s’approvisionnera en gaz et comment il sera transporté jusqu’à son terminal. Examinons ces sources, en commençant par le gisement de gaz le plus éloigné à l’est.

Le champ Sable en Nouvelle-Écosse : disparu !

« La troisième option pour Pieridae est de s’approvisionner en gaz au large de la Nouvelle-Écosse. Alors que les champs gaziers existants de l’île de Sable et de Deep Panuke sont en cours de démantèlement, la plate-forme de production existante de 300 MMcf/d et le gazoduc de l’île de Sable menant directement à Goldboro offrent des avantages significatifs ». (Extrait de “On Track to Become Canada’s First Major LNG Exporter”, janvier 2018) Dans un communiqué de presse du 3 janvier 2019, le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a déclaré « Il y a quelques jours, un chapitre de l’histoire de l’offshore de la Nouvelle-Écosse s’est achevé lorsque le projet énergétique offshore de l’île de Sable a livré le dernier de ses gaz à notre province. » Cette source apparente de gaz pour l’exécutif de Pieridae est en fait tellement épuisée que le gouvernement de Nouvelle-Écosse dit avoir « livré le dernier de son gaz ».

Nouveau-Brunswick : Un moratoire sur la fracturation après des événements traumatisants

En 2014, le Nouveau-Brunswick a introduit un moratoire sur la fracturation hydraulique. Avant ce moment historique, des dizaines de groupes de toute la province se sont unis contre l’industrie. L’un d’entre eux, l’Alliance anti-gas de schiste du Nouveau-Brunswick, a poursuivi la province en justice. Après la défaite électorale des conservateurs pro-shale et la mise en œuvre du moratoire qui s’en est suivie, la poursuite a été abandonnée. Cependant, l’Alliance reste active et diligente : elle a déclaré qu’elle retournerait devant les tribunaux si une quelconque exemption était approuvée.

Dans les années qui ont précédé le moratoire, l’opposition indigène a connu une escalade, passant des manifestations à la désobéissance civile, culminant avec un raid militarisé de la GRC sur un campement de protestataires. Des arrestations ont été effectuées et des voitures de police ont été brûlées (pièce 5) – un incident traumatisant qui affecte encore les relations entre les indigènes et la police six ans plus tard. Une enquête sur la mauvaise conduite de la GRC a été menée à bien, mais n’a pas encore été publiée.

Pièce 5

Le moratoire vise la fracturation hydraulique, et non le forage du gaz. Comme toutes les réserves de gaz du Nouveau-Brunswick nécessitent une fracturation, aucun forage n’est effectué dans la province. Et ces réserves comprennent les concessions gazières de Pieridae.

Cinq conditions doivent être remplies pour lever le moratoire : l’acceptabilité sociale, un régime réglementaire capable de faire appliquer les lois sur la protection de la santé et de l’environnement, un plan pour atténuer les impacts sur les infrastructures publiques et gérer les eaux usées, des consultations sérieuses avec les Premières nations et une structure de redevances bénéficiant aux résidents du Nouveau-Brunswick.

Pieridae menace le moratoire du Nouveau-Brunswick sur la fracturation

Pieridae a des intérêts dans des actifs du Nouveau-Brunswick (pièce 6) qui pourraient facilement être reliés au pipeline des Maritimes et du Nord-Est (M&NE, ligne bleu foncé dans la pièce 1). Lors de sa présentation aux actionnaires en juin 2018, Pieridae a déclaré que « si les conservateurs sont élus, ils ont indiqué qu’ils lèveraient le moratoire sur la fracturation ».

Un an après leur élection, les conservateurs ont tenté une dérogation partielle au moratoire dans la région du Sussex, où le maire Marc Thorne souhaite que l’industrie reprenne ses activités.

Pièce 6 : Carte des baux de gaz dans le sud du Nouveau-Brunswick
Source : Présentation de la société, juin 2018

Le champ McCully, actuellement la seule zone considérée pour une exemption de moratoire, est représenté dans le coin inférieur gauche de la carte (pièce 6) par deux parcelles ombragées en vert clair et en gris, autour des villes de Sussex et de Sussex Corner. Comme le montre la légende, Pieridae loue – en rouge – des parcelles situées loin à l’est.

Dans les zones situées autour des baux des Pieridae, les citoyens s’opposent fermement à l’industrie du gaz de schiste. En fait, plusieurs municipalités comme Hillsborough, Memramcook et Alma ont adopté des ordonnances locales contre le gaz de schiste, et le gouvernement provincial a donné sa parole pour s’y conformer. La grande ville de Moncton, qui tire son eau de la zone louée, a également adopté une ordonnance contre l’industrie du gaz de schiste. L’opposition est forte parmi les peuples autochtones Wolastoq et Mi’kmaq de la province.

Pour l’instant, la demande de gaz au Nouveau-Brunswick est faible. Les besoins de la province sont satisfaits par les gisements de gaz de schiste voisins dans le nord-est des États-Unis. Un nouveau terminal d’exportation de GNL dans la province voisine augmenterait la pression pour lever le moratoire sur la fracturation au Nouveau-Brunswick, contre la volonté de la population et des peuples indigènes locaux. Pieridae pourrait ne pas utiliser le prêt allemand pour développer directement ses concessions au Nouveau-Brunswick ; cependant, la société a très probablement la volonté d’exploiter ces concessions une fois le train 2 terminé. Le projet de GNL Goldboro et les plans de Pieridae créeront une pression pour lever le moratoire dès qu’il sera temps de commencer à forer la zone. La situation semble similaire dans la province voisine du Québec.

Les actifs de Pieridae au Québec : de petites réserves non conventionnelles

Le pipeline de raccordement du Québec (pièce 1) n’existe pas encore, car les ressources sont encore inexploitées. Le pipeline relierait la péninsule gaspésienne (voir la carte de la pièce 7) au réseau existant de M&NE Canada. Pieridae a abandonné la plupart des champs indiqués sur la carte en 2019 et ne possède pour l’instant que les champs de Matapédia, Bourque et Gaspé.

Pièce 7 : Concession de Pieridae en Gaspésie
Source : Présentation aux actionnaires 2018

Pieridae possède trois puits dans la région de Bourque. Dans une présentation aux actionnaires de juin 2018, la société souligne que « la production initiale des ressources québécoises proviendra du champ de Bourque en Gaspésie » et que « les travaux de fracturation seront effectués en 2019 ». Les 144 milliards de pieds cubes de ressources potentielles de gaz naturel du champ Bourque (voir le rapport Sproule, tableau 6) ne fourniraient qu’environ 1 à 3 % du gaz nécessaire aux deux trains du terminal de Goldboro pendant les 20 ans du contrat avec Uniper. Selon le rapport : « Le réservoir de Forillon est estimé à une perméabilité comprise entre 0,01 et 0,02 mD. Des réservoirs analogues de cette gamme de perméabilité ont été développés avec succès en utilisant la technologie HMSF [Fracturation hydraulique multi-étagée], cependant, la plupart de ces réservoirs analogues se trouvent dans des réservoirs étanches de grès et de schiste ».

Aucun puits n’a été foré dans le champ de Matapédia. De plus, deux des trois puits Haldimand existants devront être fermés en raison d’une réglementation québécoise qui interdit l’exploration à moins d’un kilomètre des zones résidentielles.

Tout le gaz que Pieridae pourrait envoyer au terminal de Goldboro depuis la péninsule gaspésienne serait du gaz fracturé. Malheureusement pour l’entreprise, l’acceptabilité sociale de la fracturation au Québec n’existe pas. Après un an de campement de protestation bloquant le projet Galt (qui appartient à une autre entreprise et qui est sur le point d’être développé), un sondage a été réalisé à l’automne 2017. Ce sondage a révélé que seulement 25,6 % de la population locale soutenait le projet Bourque si la fracturation était nécessaire. Le sondeur n’a pas mentionné le rapport indépendant de l’entreprise, selon lequel le site de Bourque ne peut être développé sans fracturation. Plus près de chez nous, à Haldimand, seulement 12,4% de la population locale soutient le développement du pétrole et du gaz si le fracturation est nécessaire, ce qui est le cas. La majorité des habitants (49,3 %) s’opposerait au projet de Pieridae même si aucune fracturation n’était effectuée.

Pièce 8 : Soutien aux projets de développement des Pieridae en Gaspésie
Source : Enquête Segma Recherche

L’intention de Pieridae d’alimenter son terminal avec du gaz provenant de la péninsule gaspésienne exercerait une pression pour développer une zone à peine touchée par la fracturation.

Régions de Marcellus et d’Utica : Principalement du gaz fracturé

En 2014, l’extraction conventionnelle de gaz fossile dans la région de Marcellus est tombée à 5 % du volume total d’extraction, soit environ 750 Mpi3 /j pour l’ensemble de la zone. Dans la région d’Utica, la production de gaz fossile conventionnel a tourné autour de 180 MMcf/d pendant plus de 5 ans avant le boom des schistes en 2012 et 2013.

Illustration 9 : Production de gaz naturel dans la région d’Utica
Source : U.S. Energy Information Administration

À moins que Pieridae ne signe des accords pour acheter du gaz conventionnel des zones d’Utica et de Marcellus, 85 à 95 % de ses achats seront constitués de gaz fracturé. Cette proportion augmentera très probablement au cours des 20 prochaines années, car l’approvisionnement conventionnel finira par s’épuiser. Un accord à long terme n’est que spéculation, puisque Pieridae ne prévoit d’utiliser les ressources gazières au sud de la frontière américaine qu’en renfort si les réserves de l’Est et de l’Ouest du Canada ne suffisent pas à alimenter son terminal.

Garantie de prêt de la KfW allemande : manque de réserves conventionnelles et pression pour développer le gaz fracturé dans l’Est du Canada

Voici les propos de Stéphanie Fortin, porte-parole de GNL Québec, un projet GNL de taille similaire au Saguenay, Québec :

Nous avons toujours été clairs et transparents concernant la provenance et la méthode d’extraction du gaz naturel qui serait utilisé dans le cadre de notre projet ; 85 % de notre approvisionnement sera effectivement extrait selon la méthode de fracturation hydraulique.

GNL Québec et Goldboro sont des projets similaires avec des sources similaires, sauf que GNL Québec ne détient pas de permis pour importer du gaz américain et l’exporter ensuite. Elle ne peut donc pas compter sur le gaz fracturé d’Utica ou sur le schiste de Marcellus au sud de la frontière américaine. GNL Québec n’exploitera pas non plus les actifs risqués de gaz fracturé du Québec ou du Nouveau-Brunswick. Tout le gaz proviendrait de l’Ouest canadien, et la porte-parole de l’entreprise indique clairement que le mélange ne contient pas plus de 15 % de gaz conventionnel. À l’avenir, cette proportion ne fera que diminuer.

Malgré les efforts de Pieridae pour produire son propre gaz et acheter des actifs en amont, elle doit faire face à la réalité de l’épuisement des gisements conventionnels. La société doit admettre qu’elle ne peut pas fournir 800 millions de pieds cubes de gaz conventionnel par jour au terminal de Goldboro, même si cela signifie qu’elle perdra la garantie de prêt de 4,5 milliards de dollars américains de la KfW pour construire le premier train et développer les actifs en amont.

Pieridae est-elle au courant du déclin actuel de la production de gaz conventionnel et des hausses de prix qui en résultent ? Lorsqu’elle a demandé une licence d’importation et d’exportation auprès de l’Office national de l’énergie du Canada, elle a produit une étude de Ziff Energy, une division de Solomon Associates. Voici ce que Ziff Energy avait à dire sur le gaz conventionnel en Amérique du Nord :

6.2.2.4 Gaz conventionnel
Le gaz provenant de réservoirs plus perméables a été développé depuis la fin du XIXe siècle. La plupart des gisements de gaz conventionnels sont parvenus à maturité, sont plus coûteux et ont dépassé leur production maximale. Les réserves par puits sont faibles, ce qui entraîne des coûts élevés. Avant l’avènement du gaz de schiste, un niveau record d’activités de forage était nécessaire pour maintenir les niveaux de production de gaz en Amérique du Nord. La production totale de gaz décline depuis plus d’une décennie. Par exemple, la région américaine du Golfe du Mexique, autrefois la bête de somme de la production gazière nord-américaine, est en déclin, principalement en raison de la forte baisse de la production de gaz sur le plateau du Golfe du Mexique en eaux peu profondes. Certaines zones anciennes et matures connaissent une nouvelle vie grâce à l’application de nouvelles technologies, parfois avec des résultats spectaculaires, comme le Granite Wash dans le bassin américain d’Anadarko. Ziff Energy suppose que le déclin de la production se poursuivra, mais à un rythme modéré, car les technologies améliorées (puits horizontaux, fractures en plusieurs étages) améliorent l’économie des gisements.

Cette explication est tirée du rapport d’expertise de Pieridae. Bien sûr, la garantie de prêt de 4,5 milliards de dollars américains du gouvernement allemand est une raison suffisante pour mentir sur l’acquisition des actifs « conventionnels » d’Ikkuma et de Shell. Non seulement le terminal de GNL de Goldboro ne reposerait pas seulement sur l’approvisionnement en gaz de réservoirs étanches et en gaz de schiste dans l’ouest canadien et dans le nord-est américain, mais il augmenterait également la demande de gaz fracturé dans l’est du Canada. Cela exercerait une pression pour lever l’interdiction de la fracturation au Nouveau-Brunswick et pousserait contre les exigences d’acceptabilité sociale, ainsi que contre l’interdiction partielle, au Québec. Pour cette raison, l’Allemagne ne doit pas s’engager à fournir une garantie de prêt pour le projet de terminal GNL de Goldboro.